在中国西北的戈壁深处，一场关于石油开采的技术革命正在悄然改变着传统认知。吐哈油田葡北区块，这个曾经被判定为“濒临废弃”的老油田，如今正以一种前所未有的方式重获新生。截至2026年7月17日，全国首个天然气重力混相驱项目在这里累计产油突破5万吨，标志着中国在高含水老油田开发领域迈出了历史性一步。

01 从濒临废弃到重焕生机：一个老油田的绝地反击

葡北油田的故事始于1998年，当时它作为中国首个实施气水交替混相驱开发的油田，让中国跻身全球少数掌握这一技术的国家行列。然而好景不长，受制于气源短缺，2006年这座油田被迫转为常规注水开发。随着时间推移，主力油层的含水率像失控的温度计般不断攀升。

到了2019年底，葡北油田的综合含水率已超过95%，采出程度约45%，34口油井全部关井停产。在石油行业，这样的数据通常意味着一个油田的生命周期即将画上句号。但就在这片看似沉寂的地下，一场新的变革正在酝酿。

转折发生在2018年。中国石油集团决策层敏锐地捕捉到葡北油田的特殊地理价值——它紧邻西气东输主干线，具备得天独厚的气源接入条件。经过反复论证，一个大胆的创新构想浮出水面：利用天然气重力混相驱技术，让这座“退休”的老油田重新上岗。

02 顶层设计的智慧：为何要在“锅顶”注气？

要理解天然气重力混相驱的精妙之处，不妨把地下含油构造想象成一口倒扣的大锅。传统的混相驱技术通常在“锅底”或“锅身”中部注气，虽然能发挥混相驱的高效驱油能力，但波及范围有限，就像用一根吸管去搅动一锅浓汤。

而天然气重力混相驱选择了完全不同的路径——在构造最高处，也就是“锅顶”位置注气。天然气注入后会自然向上聚集，形成稳定的气顶，然后依靠重力作用向下驱替原油。这种设计巧妙地将两种提高采收率技术融为一体：混相驱负责溶解和降低原油粘度，重力驱则确保波及体积最大化。

2020年4月，葡北天然气重力混相驱地面工程正式投运。注气开始后，奇迹逐渐显现。累计注气3201万立方米后，试验区西块的5口高含水关停老井率先见效，含水率明显下降，甚至实现了自喷生产，最高日产油量达到22吨。随后，东块也传来捷报，越来越多的“死井”被重新激活。

03 五年磨一剑：5万吨背后的渐进式突破

从2020年到2026年，这场技术实验经历了从局部见效到全面铺开的渐进式突破。2022年是关键转折点，当时项目日均注气量稳定在13.5万立方米，7口一线油井全部实现自喷，累计产油突破万吨大关。此后，随着注气持续推进，重力混相驱的波及范围不断扩大，见效井数持续增加。

值得注意的是，这个项目并非单纯的采油工程，而是中国石油股份公司天然气驱油与储气库协同建设的四个试点项目之一。注入地下的天然气在完成驱油使命后，还可以为葡北战略储气库做好储备，实现“一箭双雕”的联动效益。

按照设计方案，这种协同开发模式将使葡北三间房油田的原油采出程度在原有约45%的基础上再提升20至25个百分点，最终达到65%以上。

04 破解高含水困局：中国方案的全球意义

葡北项目的成功，其意义远不止于一个油田的产量数字。在全球范围内，多数主力油田都已进入高含水开发阶段，如何延长老油田的经济寿命，是整个石油行业面临的共同课题。

天然气重力混相驱之所以能够创造奇迹，关键在于它精准利用了葡北油田的地质特点——构造形态完整、储层连通性好、剩余油分布相对集中。这种“因井施策、因藏定技”的思路，为类似条件的老油田开发提供了可复制的范本。

当然，这项技术也有其适用边界。并非所有高含水油田都适合采用天然气重力混相驱，它需要满足气源充足、构造圈闭良好、储层非均质性适中等苛刻条件。

5万吨原油，对于一个大型油田来说或许不算惊人，但对于一个曾被判“死刑”的老区块而言，这5万吨承载的是技术创新的重量。葡北天然气重力混相驱项目不仅为中国石油工业提供了一种应对高含水困境的有效手段，更向世界展示了老油田二次开发的无限可能。